Contenuti:
- Intro
- Problemi comuni e potenziali dei pannelli solari
- Soluzioni: scegliere pannelli solari affidabili
- Conclusione
Introduzione
Nel contesto attuale di continua diffusione delle energie rinnovabili, i pannelli solari stanno ricevendo crescente attenzione come soluzione energetica pulita e sostenibile. Con l’adozione sempre più ampia delle tecnologie fotovoltaiche, gli utenti iniziano anche a conoscere vari problemi ricorrenti e potenziali rischi legati ai moduli fotovoltaici.
Per garantire che un sistema fotovoltaico mantenga prestazioni stabili ed efficienti nel lungo periodo, è essenziale comprendere questi problemi e sapere come affrontarli. Questo articolo offre una panoramica delle situazioni tipiche che possono emergere durante l’utilizzo dei pannelli solari e analizza gli elementi chiave per la scelta di moduli affidabili, contribuendo a migliorare la qualità operativa complessiva e la resa energetica del sistema.
Quali sono i guasti più comuni e i rischi potenziali dei pannelli solari?
Sebbene i problemi possano sembrare eterogenei, la maggior parte deriva da invecchiamento dei materiali, stress ambientale, anomalie nel percorso della corrente o condizioni di installazione non adeguate. Comprendere le cause aiuta a prevenire tali criticità già nelle fasi di selezione e progettazione.
L’effetto hotspot è essenzialmente un processo di instabilità termica dovuto all’accumulo locale di perdite I²R. Quando una cella pr
esenta micro-cricche, saldature imperfette o ombreggiamenti locali che aumentano la resistenza in serie (Rs), l’intera stringa deve comunque mantenere la stessa corrente; ciò porta a dissipare energia forzatamente nell’area ad alta resistenza.
Con le correnti operative tipiche di 8–10 A, anche un incremento di soli 20–40 mΩ della resistenza seriale è sufficiente a causare un aumento di temperatura locale di 25–45°C, portando i materiali della zona interessata in una condizione di invecchiamento accelerato. Quando la temperatura sale ulteriormente fino a 80–110°C, possono manifestarsi modalità di guasto irreversibili come:
- Perossidazione dell’EVA → ingiallimento accelerato e riduzione della trasmittanza;
- Ricottura delle griglie in argento o dei ribbon → migrazione del metallo e aumento della resistenza locale;
- Stress non uniforme su vetro/cella → formazione di cricche superficiali o latenti.
In presenza di ombreggiamenti locali, il diodo di bypass entra in conduzione anticipata, indicando un funzionamento anomalo della sotto-stringa. I cicli termici ripetuti (on/off) inducono fatica nelle saldature e accumulo di stress nell’incapsulamento, facendo sì che l’area hotspot si espanda progressivamente nel tempo, con un numero crescente di punti caldi visibili nelle termografie.
Le micro-cricche sono spesso causate da urti meccanici, tensioni residue di produzione o cicli termici. Con lo spessore delle celle ormai ridotto a 160–170 μm, durante la selezione, la saldatura, il trasporto e l’installazione risulta più facile la formazione di fratture latenti difficili da individuare. Queste micro-cricche riducono la capacità di trasporto di corrente nell’area interessata, aumentando la resistenza in serie (Rs) della sotto-stringa e causando una lieve perdita di potenza.
Le snail trails rappresentano la manifestazione visiva delle micro-cricche in ambienti umidi: agli estremi della frattura si verificano migrazioni o solfitazioni dell’argento degli elettrodi, formando tracce scure che indicano un indebolimento del materiale all’interno dei pannelli fotovoltaici. Con l’accumulo dei cicli termici, le cricche possono propagarsi ulteriormente, portando alla riduzione del FF (fattore di riempimento), a un’uscita non uniforme e a una minore produzione energetica nel lungo periodo.
Il rischio principale associato alle micro-cricche è il deterioramento della stabilità di produzione nel lungo periodo; è quindi fondamentale prevenire danni iniziali tramite un corretto imballaggio, trasporto e installazione.
Difetti interni del modulo
I difetti interni del modulo sono generalmente legati all’accumulo di stress meccanici, alla fatica dei materiali o alla perdita di tenuta. Tra i più comuni si trovano il distacco delle saldature, la rottura dei ribbon, infiltrazioni d’acqua nella scatola di giunzione e fenomeni di delaminazione dell’incapsulante.
Durante la produzione, i punti di saldatura subiscono uno shock termico di 140–160°C: un raffreddamento non uniforme o un impatto esterno possono favorire fenomeni di fatica del metallo. Nel funzionamento reale, i moduli sperimentano ogni anno 600–900 cicli termici giorno/notte (ΔT di 30–45°C), e l’impedenza delle saldature può aumentare di 2–5 mΩ, compromettendo la stabilità del flusso di corrente nella sotto-stringa.
Se la scatola di giunzione presenta infiltrazioni dovute all’invecchiamento del sigillante o a micro-fessure del backsheet, l’umidità può diffondersi lungo i ribbon, riducendo la resistenza d’isolamento dai livelli dei GΩ fino a poche centinaia di MΩ, aumentando il rischio di corrosione e dispersioni. Inoltre, una delaminazione precoce dello strato di incapsulante (EVA/POE) riduce il supporto meccanico a celle e ribbon, favorendo contatti intermittenti durante i cicli termici, visibili come instabilità nelle curve IV, aumento della resistenza in serie e produzione irregolare.
Il rischio essenziale di tali difetti interni consiste nella perdita di continuità del percorso della corrente, trattandosi di danni irreversibili. Per questo motivo è fondamentale ridurre al minimo gli urti meccanici durante trasporto e installazione, controllare gli stress termici e garantire la tenuta della scatola di giunzione e l’integrità dei materiali nel lungo periodo.
Degradazione delle prestazioni (LID / LeTID / PID)
Le cause della diminuzione delle prestazioni nel tempo non sono tutte uguali; le forme più comuni includono:
- LID (Light Induced Degradation), che compare soprattutto nelle prime fasi di esposizione alla luce intensa, con un decadimento tipico di 0,8–1,5%, dovuto alla formazione di complessi boro-ossigeno che riducono la vita dei portatori.
- LeTID (Light and elevated Temperature Induced Degradation), più frequente in condizioni di alta temperatura + carico elettrico, con picchi di degradazione che possono raggiungere 3–6%, tipici delle zone caldo-umide o dei tetti scuri.
- PID (Potential Induced Degradation), legato alla combinazione di tensione di sistema e umidità: si manifesta più facilmente in sistemi da 1500 V o in ambienti umidi, con perdite locali che possono superare il 10%.
Il problema principale della degradazione non è la perdita iniziale, bensì l’evoluzione della curva di produzione a lungo termine. Tecnologie soggette a elevati livelli di degradazione possono presentare rese inferiori già tra il 3º e l’8º anno, compromettendo il rendimento totale dell’intero ciclo di vita dei moduli fotovoltaici.
Rottura del backsheet e infiltrazione di umidità
Il backsheet è esposto continuamente a radiazioni UV, cicli termici e stress meccanici; con l’invecchiamento del materiale possono formarsi micro-fessurazioni. Una volta compromessa l’integrità del backsheet, l’umidità può penetrare attraverso le fessure nella struttura laminata, corrodendo i ribbon e le connessioni elettriche e riducendo l’efficacia della barriera dell’incapsulante.
Secondo i test di invecchiamento in condizioni di umidità e calore condotti da DNV e NREL, dopo l’ingresso di umidità la resistenza d’isolamento può scendere dal livello dei GΩ a poche centinaia di MΩ, peggiorando sensibilmente le proprietà isolanti e aumentando il rischio di meccanismi di guasto legati all’umidità, come l’accelerazione del PID o perdite locali.
Questa forma di degrado è spesso difficilmente rilevabile nelle prime fasi, ma con il tempo porta a una riduzione della potenza e alla diffusione delle aree di guasto. Per questo, durante la selezione è fondamentale considerare la qualità del backsheet, e nelle fasi di esercizio effettuare controlli periodici per individuare eventuali micro-fessure o segni di infiltrazione.
L’installazione non adeguata è alla radice di molte anomalie prestazionali, tra cui inclinazioni errate, ostacoli fissi e ventilazione insufficiente. Diverse tipologie di errori d’installazione influenzano in modi differenti la gestione termica del modulo, la captazione della luce e la stabilità del percorso di corrente.
- Inclinazione e orientamento non ottimali
Se l’inclinazione è troppo bassa o troppo alta, oppure l’orientamento si discosta dalla posizione ideale, l’irraggiamento annuo equivalente si riduce. Nel Sud Europa, una deviazione di 10° verso Est/Ovest può causare una perdita annuale del 2–4% (dati PVGIS). - Ombreggiamenti che portano la sotto-stringa in bypass anticipato
Ombre causate da camini o vegetazione possono far entrare la stringa ombreggiata in una “zona di funzionamento anomalo”, attivando i diodi di bypass. Secondo i test di Fraunhofer ISE, anche un’area d’ombra del 3–5% può ridurre la potenza della sotto-stringa del 15–25%, aumentando la probabilità di hotspot. - Aumento della temperatura per scarsa ventilazione
Una distanza insufficiente tra modulo e tetto riduce l’efficienza di dissipazione termica e aumenta stabilmente la temperatura operativa. I test condotti da NREL e Sandia National Laboratories mostrano che:
- Per ogni +1°C, la potenza del modulo diminuisce di 0,30–0,45%
- Con uno spazio di ventilazione inferiore a 6–8 cm, la temperatura del backsheet può aumentare di 8–12°C
- Spazio di ventilazione consigliato: ≥ 10–15 cm
L’effetto combinato di questi fattori provoca un calo della produzione giornaliera e un divario crescente tra le stime progettuali e la resa effettiva. Impostare correttamente l’inclinazione, evitare ostacoli fissi e mantenere un’adeguata ventilazione sono condizioni fondamentali per il funzionamento stabile a lungo termine dei pannelli fotovoltaici.
Problemi dovuti ai fattori ambientali
I pannelli solari restano esposti all’ambiente esterno per lunghi periodi e sono inevitabilmente soggetti a condizioni climatiche e stagionali. Se tali condizioni non vengono considerate nella fase di progettazione, possono verificarsi invecchiamenti accelerati o perdite aggiuntive.
Temperature elevate
Le alte temperature aumentano la temperatura operativa del modulo; in estate, il backsheet può raggiungere 60–75°C. Ogni +10°C può ridurre la potenza del 3–4,5%. L’esposizione prolungata al calore può amplificare fenomeni come LeTID e l’invecchiamento dei materiali di incapsulamento.
Carichi di neve e vento
In inverno o in condizioni estreme, neve e vento esercitano pressioni meccaniche aggiuntive sui moduli. Se la disposizione o la portata della struttura non sono adeguate, possono verificarsi micro-cricche, deformazioni o addirittura rotture. Lo standard IEC 61215 richiede una resistenza ai carichi di 2400–5400 Pa, ma un’installazione non corretta può causare sovraccarichi locali molto superiori.
Nebbia salina, umidità e radiazione UV
Questi fattori accelerano l’invecchiamento di backsheet, saldature e incapsulanti, riducendo la resistenza d’isolamento. Gli studi mostrano che, dopo infiltrazione di umidità, la resistenza può scendere dai valori in GΩ a poche centinaia di MΩ, aumentando anche il rischio di PID.
I fattori ambientali non possono essere evitati, ma una scelta corretta dei materiali (come moduli vetro-vetro o materiali ad alta resistenza agli agenti atmosferici) e una progettazione installativa adatta al clima locale permettono di ridurre significativamente tali perdite nascoste.
Soluzioni: scegliere pannelli solari affidabili
Dopo aver compreso i meccanismi che causano i guasti più comuni nei pannelli solari, il passo successivo – e ancora più importante – consiste nello scegliere una struttura del modulo, una tecnologia di cella e un design di sistema adeguati per ridurre tali rischi. Di seguito vengono illustrati tre aspetti fondamentali che aiutano ad evitare hotspot, micro-cricche, degradazione e invecchiamento ambientale nella fase di selezione.
1. Scegliere una struttura del modulo affidabile
Struttura di incapsulamento
Il tipo di incapsulamento determina la capacità del modulo di resistere all’umidità, la stabilità meccanica e la velocità di invecchiamento nel lungo periodo.
I moduli vetro-vetro presentano una capacità di barriera al vapore acqueo (WVTR) fino a 10⁻⁶ g/m²·day, nettamente superiore rispetto alle strutture con backsheet tradizionale; per questo garantiscono una migliore integrità dell’incapsulamento in ambienti caldo-umidi, zone costiere, regioni piovose o località con forti escursioni termiche.
I moduli fotovoltaici con vetro singolo sono più leggeri (circa 3–6 kg in meno rispetto ai vetro-vetro di pari potenza), risultando più adatti a tetti con limitata capacità di carico, tipici dei progetti residenziali.
I pannelli fotovoltaici bifacciali, installati su superfici chiare o aree ad alta riflettanza, possono generare un guadagno energetico aggiuntivo del 5–10%, offrendo al tempo stesso maggiore stabilità strutturale e resistenza agli agenti atmosferici.
Struttura e tecnologia della cella
Il design di suddivisione delle celle influisce direttamente sul percorso della corrente e sulle variazioni della resistenza locale in condizioni di ombreggiamento.
La tecnologia half-cut dimezza la corrente nella cella, riducendo il rischio di hotspot. Negli ultimi anni, su questa base è emersa una segmentazione ancora più fine: la tecnologia 1/3-cut, che suddivide ogni cella in tre unità più piccole, riducendo ulteriormente la corrente e accorciando i percorsi interni. Ciò limita l’aumento della resistenza in serie locale e la conseguente crescita della temperatura, rendendo tale tecnologia particolarmente adatta a scenari con ombreggiamenti leggeri (es. ombre di alberi o ringhiere).
Questi design permettono al modulo di mantenere un’uscita più stabile in presenza di micro-cricche, alte temperature o ombreggiamenti parziali.
Scegliere la potenza adatta alle dimensioni del tetto
Le dimensioni e la potenza del modulo influiscono in modo significativo su layout, ventilazione e carico della struttura.
- I moduli da 430–460 W sono più adatti ai tetti residenziali e consentono maggiore flessibilità di disposizione.
- I moduli di grande formato da 550–600 W e oltre risultano invece più indicati per tetti industriali e commerciali, aumentando la produzione per unità di superficie e riducendo il numero di supporti necessari.
Un corretto abbinamento tra dimensioni del modulo e struttura del tetto evita layout troppo densi, ventilazione insufficiente o sovraccarichi, garantendo un funzionamento stabile dei pannelli fotovoltaici.
2. Scegliere una tecnologia di cella più stabile
Le diverse tecnologie reagiscono in modo differente a degradazione, alte temperature e ombreggiamenti. La scelta corretta riduce gli hotspot, limita la degradazione nel lungo periodo e migliora i rendimenti complessivi del sistema.
IBC: migliore con ombreggiamenti, prestazioni elevate in bassa luminosità
La tecnologia IBC utilizza un design a contatto posteriore senza griglie metalliche sulla parte frontale, riducendo le perdite da ombreggiamento e mantenendo un’uscita più stabile in condizioni di bassa luminosità, luce inclinata o ombre locali.
L’assenza di ribbon frontali riduce inoltre la sensibilità alle micro-cricche e ai cali di potenza associati. Le celle IBC sono generalmente abbinate a silicio di qualità superiore e strutture di passivazione avanzata, con una degradazione LID/LeTID più bassa e una stabilità superiore nel lungo periodo.
Per tetti residenziali e progetti commerciali dove l’affidabilità nel ciclo di vita è prioritaria, i moduli fotovoltaici IBC offrono prestazioni più stabili.
TOPCon: efficienza più alta e minor degradazione, la scelta dominante del mercato
La tecnologia TOPCon introduce uno strato di ossido tunnellizzato e un livello di polisilicio drogato, riducendo la ricombinazione dei portatori e abbassando la degradazione iniziale LID. Il risultato è una maggiore efficienza del modulo e prestazioni più stabili in ambienti ad alta temperatura o elevata umidità.
La tipica maggiore bifaccialità consente un guadagno aggiuntivo su tetti chiari o superfici riflettenti. Grazie alla maturità produttiva, i moduli TOPCon mostrano ottimi risultati in test di affidabilità (caldo-umido, gelo-umido), rendendoli adatti alla maggior parte dei progetti residenziali e industriali, con un equilibrio competitivo tra costo e prestazioni.
HJT: coefficiente di temperatura più basso e prestazioni superiori in bassa luminosità
La tecnologia HJT utilizza una struttura a eterogiunzione con strati sovrapposti di silicio cristallino e amorfo, ottenendo una passivazione più efficace dell’interfaccia. Il suo coefficiente di temperatura è tipicamente più basso (≈ -0,243%/°C), garantendo minori perdite di potenza nei mesi estivi o su tetti scuri con temperature operative elevate.
Sul fronte della degradazione, l’HJT è intrinsecamente senza LID, presenta un rischio LeTID molto ridotto e offre una migliore resistenza al PID, grazie alla maggiore stabilità dell’interfaccia. Per questo si comporta meglio in ambienti caldo-umidi, zone costiere con aerosol salino o località con forti escursioni termiche.
La struttura a eterogiunzione e i film sottili rendono inoltre le celle HJT meno sensibili agli stress meccanici, riducendo il rischio di micro-cricche durante trasporto e installazione e migliorando l’affidabilità complessiva del sistema.
3. Prestare attenzione all’installazione del sistema e ai fattori di affidabilità a lungo termine
Dopo aver scelto struttura e tecnologia, anche la qualità dell’installazione e le condizioni operative determinano se i moduli possano mantenere prestazioni stabili nel lungo periodo. Molti fenomeni come degradazione, dispersioni o hotspot non derivano dal modulo stesso, bensì da inclinazioni errate, ostacoli fissi o ventilazione insufficiente.
Un’inclinazione e un layout corretti, uno spazio adeguato per la dissipazione posteriore e l’assenza di punti di ombreggiamento fissi sono fondamentali per mantenere i moduli all’interno di un intervallo termico sicuro.
Durante il funzionamento, è importante effettuare controlli periodici su scatola di giunzione, guarnizioni impermeabili e fissaggi delle staffe, per evitare perdite dovute a allentamenti, infiltrazioni d’acqua o corrosione. Per condizioni ambientali con forte vento e neve, clima caldo-umido o aerosol salini, è consigliabile adottare staffaggi e metodi installativi con maggiore resistenza agli agenti atmosferici, per migliorare l’affidabilità complessiva del sistema.
Oltre ai rischi a livello di sistema, anche la certificazione del modulo e le garanzie hanno un ruolo essenziale. È opportuno scegliere moduli conformi agli standard IEC 61215 e IEC 61730, e che dispongano di una classificazione antincendio adeguata (come Class A), garantendo stabilità sotto carico meccanico, sicurezza elettrica e idoneità architettonica.
I produttori affidabili offrono solitamente almeno 12 anni di garanzia sul prodotto e 25 anni di garanzia lineare sulla potenza, fornendo una base solida per il funzionamento a lungo termine dei pannelli fotovoltaici.
Conclusione
Problemi come hotspot, micro-cricche, PID e invecchiamento ambientale derivano dall’interazione combinata di materiali, processi produttivi e condizioni operative. Attraverso la scelta di strutture di modulo più affidabili (come vetro-vetro o 1/3-cut), tecnologie di cella adatte al clima e allo scenario del progetto (IBC, TOPCon o HJT) e una corretta installazione con manutenzione costante, la maggior parte dei guasti può essere efficacemente prevenuta.
Dai sistemi residenziali ai progetti commerciali, solo una gestione rigorosa nella selezione, progettazione e installazione permette a un sistema fotovoltaico di mantenere prestazioni stabili, efficienti e prevedibili lungo tutto il suo ciclo di vita.
Maysun Solar è un fornitore specializzato nel mercato europeo di moduli fotovoltaici, con disponibilità di tecnologie IBC, HJT e TOPCon e capacità di supporto grazie a magazzini locali. Offre soluzioni affidabili per diverse tipologie di tetti e applicazioni, aiutando i clienti a mantenere maggiore stabilità operativa e migliori rendimenti energetici nel lungo periodo.
Reference
NREL (National Renewable Energy Laboratory). PV Module Reliability and Degradation Research. https://www.nrel.gov/pv
Fraunhofer ISE (2024). Photovoltaics Report – Key Figures and Performance Trends.
https://www.ise.fraunhofer.de/en.html
Sandia National Laboratories. PV Performance Modeling Collaborative (PVPMC).
https://pvpmc.sandia.gov
IEA PVPS (2023). Task 13 – Performance and Reliability of Photovoltaic Systems.
https://iea-pvps.org/research-tasks/task-13/
DNV (2021). Solar Module Reliability Scorecard – PVEL Annual Results. https://www.dnv.com/services
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